POZOS HGOR

LECCIONES APRENDIDAS

Junio 2016Mariano Ballarini

Lucas Echavarría

Temario

1. Reducción de Presión de Casing

2. Eductores

3. Exaustores

4. Modificación en Puentes de Producción

5. Conclusiones

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Presión de Casing

La reducción de la Pcsg impacta positivamente sobre el pozo:

• Reduce la contrapresión sobre los punzados, aumentando el aporte de fluidos.

• Genera un aumento de la sumergencia, factible de capturar con aumento de régimen.

• Facilita la producción de gas por entrecolumna, evitando el ingreso a la bomba (bloqueo, llenado parcial por compresión)

Formulas Usadas

Pd= Prof * Grad + PtbgP° descarga de la bomba

Pd= Pp + Pb

Pb= Fo/Ap P° trabajo de Bba mecánica

Pp= Pd - Fo/ApP° entrada a la bomba

Pp= Pcsg + S * Densidad

S= (Pp - Pcsg) / Densidad Sumergencia (metros)

3

Eductores

4

Eductores

5

0

6

12

18

24

30

1E+00

1E+01

1E+02

1E+03

1E+04

1E+05PVH-1183

6-2014 9-2014 12-2014 3-2015

Gas 5000 m3d

Oil 10 m3d

Líq 25 m3d

Eductores

6

GAS COMP

ESPACIO ANULAR

Inicio InyecciónQ=90000 m3/d

PD 280 psiPA 280 psi PD 180 psi

PA 140 psi

RegulaInyecciónQ=3000 m3/d

BypasseaEductor

PD=PA=90 psiPD=PA=90 psi

Luego de las pruebas hidráulicas, se inicia con la inyección de gas lift, con un caudal restringido de aprox 90000 m3/d,observándose una presión de descarga (PD = presión de línea) de 280 psi. La presión de Aspiración (PA = Espacio anular) tambiénqueda en 280 psi.

Al restringir un poco más el caudal de gas inyectado, se observa una disminución en ambas presiones, pero la PA continúa elevada.Es clara la caída en el llenado de bomba por la menor sumergencia.

Al bypassear el equipo, el pozo se normaliza.

Eductores

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Maniobras realizadas (consensuadas con el proveedor):

• Desarmar el equipo y chequear que no haya ninguna obstrucción en la tobera.

• Inyectar el gas lift sin restringir en la válvula McMurray.

• Confirmar 69 bar de fluido motriz disponibles (tenemos 67 kg/cm2 = 65,7 bar).

En estas condiciones, el caudal de gas de inyección es de 120000 m3/d, acorde con el caudal crítico para el orificio instalado.

La presión de descarga llegó a 380 psi.

La presión de aspiración fué de 350 psi (24 bar) y el pozo pierde producción por presurizarse (queríamos menos de 90 psi !!!).

Siguiente paso.

Desmontamos y montamos otro equipo con una boquilla de menor diámetro.

Medimos el caudal de gas de inyección y estaba en el orden de los 65000 m3/d. Presión motriz 67 bar.

La presión de descarga llegó a 270 psi.

En esas condiciones la presión de aspiración fue de 220 psi (recordar que buscamos menos de 90 psi !!!).

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Eductores

Principales desvíos en los parámetros de diseño:

1. Los datos que oportunamente se enviaron al proveedor para el diseño de los equipos han variado.

Tuvimos que cambiar el pozo en donde hacer la prueba por la disponibilidad de línea de gas lift. De todas maneras, el pozoPVH-1183 presentaba características muy similares a los candidatos iniciales.

2. Presiones de descarga. Se subestimó la pérdida de carga adicional que iba a generar el gas motriz en la línea deproducción. En ambas pruebas la presión de descarga fué mucho mayor a la de diseño.

3. El proveedor indica la importancia del gas motriz: presión y composición. Es un equipo delicado, recomendadoprincipalmente para procesos industriales estables.

4. Para los 3 equipos disponibles, la presión de descarga era: 13, 18 ó 20 bar respectivamente. Con caudales de fluido motrizpor encima de los 100000 m3/d es imposible tener esos valores usando las líneas de producción de 4”.

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Eductores

Análisis Nodal: Condición previa al montaje - 2300 m con 4” diámetro

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Eductores

Análisis Nodal: Condición operativa - Simulación

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Eductores

Análisis Nodal: Sensibilidades al diámetro y la longitud

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Eductores

Línea 4"

Long [m] P° desc

2300 380 psi

1300 280 psi

1100 270 psi

Línea 2300 m

Diám P° desc

4" 380 psi

6" 184 psi

8" 145 psi

Exaustores

* Menor capacidad de succión, pero menor costo de equipo, facilidad de instalación y NO requierelínea de gas lift.

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Instalación propuesta

Con el esquema propuesto, laoperativa será la siguiente.

Exaustor Stand ByVálvulas 1, 2 y 3 cerradas.Válvulas A y B abiertas

Exaustor OperativoVálvulas 1, 2 y 3 abiertas.Válvulas A y B cerradas.

Cambio de Exaustor / BoquillaVálvulas 1, 2 y 3 cerradas.Válvulas A y B abiertas

1

2

A

B

3

Exaustores

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POZOPetróleo Agua Gas Presion Tubing Presion Casing Diámetro de boquilla

m3⁄d kg/cm2 mm

PVH-971 11.97 7.43 53118.2 5.62 18.28 2.5

PVH-1198 25.46 39.59 50937.6 15.47 17.58 4.5

PLF-217 12.69 170.37 1952.1 17.58 17.58 8

PVH-1407 16.95 30.41 18580.0 14.06 14.06 4

PVH-1251 4.38 19.27 3899.8 11.95 11.95 3

PVH-1102 29.37 17.17 68127.8 11.25 11.25 4.5

PVH-1255 3.34 48.6 2190.5 10.55 10.55 5

PVH-1406 4.72 11.11 11048.6 10.55 10.55 2.5

PVH.a-1402 7.49 8.87 14090.0 9.84 9.84 2.5

PVH-1087 2.59 83.73 2206.1 10.55 10.55 6

PVH-1202 15.05 10.08 13000.0 8.50 8.50 3

PVH-1091 8.98 10.97 5006.6 8.79 8.79 3PVH-1189 9.74 50.4 5024.1 7.13 7.13 5.5

En conjunto con el proveedor definimos los candidatos siguiendo algunas premisas (no excluyentes)y se calcularon las boquillas a instalar:

Pozos con Bombeo MecánicoFluido Total > 15 m3dGas > 3000 m3dPresión Casing > 7 kg/cm2

Exaustores

0

15

30

45

60

75

90

105

1E+00

1E+01

1E+02

1E+03

1E+04

1E+05

1E+06PVH-1202

12-2013 6-2014 12-2014 6-2015

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Gas 13000 m3d

Oil 15 m3d

Líq 25 m3d

Exaustores

Exaustores

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Exaustores

RESUMEN PRIMER POZO:

Con boquilla de 3 mm la presión de boca sube a 500 psi (riesgoso por empaquetado del vástago).

Cambiamos a 4,5 mm y se estabiliza en 250 psi, pero la presión de anular se mantiene en 120 psi (no baja nada respecto al valor inicial).Se mantiene el pozo en esa condición durante 1 día, pero al ensayar se observa pérdida de fluido y gas. Queda by- passeado el equipo.

La conclusión preliminar es que el pozo tiene mucha producciónde gas por anular (y algo de líquidos?) y eso atenta contra el efecto Venturi.

Caudal Petróleo 10.2 m3dCaudal Agua 48 m3dCaudal Gas 4400 m3dPresión directa 7 kg/cm2Presión anular 7 kg/cm2

PRÓXIMO POZO

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Exaustores

2° POZO: Resultados similares. No se observa variación de P° EA)Se modifica posición de instalación.

Status Actual: Se probará el modelo de Exaustor con Orificio Regulable.

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Se realizaron modificaciones en puentes de producción de pozos HGOR para obtener dos beneficios :

• Aplicar en los pozos HGOR surgentes con problemas de “carga líquida” la técnica conocida como “Cycling” (ciclos de apertura y cierre), también llamada “Stop-Cocking” o “Intermitting” por la literatura de GWD.

• Instalación de superficie versátil, adaptable a los caudales de gas a producir, con el objetivo de Prolongar la condición de surgencia natural (por Directa, Anular ó Anular + Directa).

Puentes de Producción

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Puentes de Producción

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Puentes de Producción

STOP-COCKING

• Prolongar la sugerencia

Surgente por anular

Actual 19000 m3/d

Gas LiftSurgente por directa

Inyección de Gas Lift

+10000 m3/d

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Puentes de Producción

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• En función de los beneficios indicados, se deben seguir buscando soluciones técnicas de bajo costo para reducir la Pcsg.

• La tecnología Eductor no resulta, a priori, indicada para instalación en locación, principalmente por los volúmenes de gas comprimido necesarios y los diámetros de las líneas de conducción (4”).

• Los Exaustores son una alternativa de bajo costo que deben seguir probándose para determinar el rango de aplicación óptimo.

• En los pozos HGOR con instalaciones finales surgentes o gas lift anular, consideramos necesaria la vinculación de la directa y el espacio anular a la línea de producción con el fin de prolongar la condición de sugerencia del pozo, pudiendo variar el área de flujo o maniobrando el pozo.

Conclusiones

MUCHAS GRACIAS

HGOR D2